QUY TRÌNH THÍ NGHIỆM MÁY BIẾN ÁP LỰC

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM ---o0o---

QUY TRÌNH THÍ NGHIỆM MÁY BIẾN ÁP LỰC

PHẦN III DẦU CÁCH ĐIỆN

(Bản thẩm định)

Hà Nội - 2011

MỤC LỤC

I. PHẠM VI ĐIỀU CHỈNH VÀ ĐỐI TƯỢNG ÁP DỤNG...4

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng...4

1.1. Phạm vi điều chỉnh...4

1.2. Đối tượng áp dụng...4

II. TÀI LIỆU THAM KHẢO...4

III. NỘI DUNG QUY TRÌNH...9

CHƯƠNG I. DẦU CÁCH ĐIỆN...9

Điều 2. Thí nghiệm dầu mới nhận từ nhà cung cấp...9

Điều 3. Thí nghiệm dầu trước khi lắp đặt...9

Điều 4. Thí nghiệm dầu trong quá trình bảo quản máy biến áp...9

Điều 5. Thí nghiệm dầu mới trong thiết bị mới trước khi đóng điện...11

Điều 6. Máy biến áp cấp điện áp 110kV trở lên sau đóng điện...12

Điều 7. Thí nghiệm dầu trong thiết bị đang vận hành...13

Điều 8. Dầu trong thiết bị sau đại tu...15

Điều 9. Kiểm tra dầu khi xuất hiện tình trạng bất thường...15

Điều 10. Bổ sung dầu trong vận hành...16

CHƯƠNG II. PHƯƠNG PHÁP LẤY MẪU DẦU CÁCH ĐIỆN...17

Điều 11. Quy định chung...17

Điều 12. Điều kiện để lấy mẫu...17

Điều 13. Thao tác lấy mẫu...18

Điều 14. Dán nhãn cho mẫu dầu...24

Điều 15. Đóng gói và vận chuyển...24

CHƯƠNG III. PHƯƠNG PHÁP THÍ NGHIỆM DẦU CÁCH ĐIỆN...25

Điều 16. Phương pháp thí nghiệm điện áp phóng điện...25

Điều 17. Phương pháp thí nghiệm Tang góc tổn thất điện môi (tgδ), hằng số

điện môi và điện trở cách điện của chất lỏng cách điện...28

Điều 18. Phương pháp thí nghiệm trị số axit...32

Điều 19. Phương pháp thí nghiệm hàm lượng nước trong dầu bằng phương pháp chuẩn độ Culông...40

Điều 20. Phương pháp thí nghiệm độ ổn định chống ôxy hoá...46

Điều 21. Phương pháp thí nghiệm độ nhớt...55

Điều 22. Phương pháp đo tỷ trọng dầu bằng tỷ trọng kế thuỷ tinh...64

Điều 23. Phương pháp đo mầu sắc của dầu...65

Điều 24. Phương pháp thí nghiệm nhiệt độ chớp cháy...67

Điều 25. Phương pháp thí nghiệm tạp chất...70

Điều 26. Phương pháp thí nghiệm khí hòa tan trong dầu cách điện...74

Điều 27. Phương pháp thí nghiệm PCBs trong dầu cách điện...103

Điều 28. Phương pháp thí nghiệm sức căng bề mặt...114

Điều 29. Phương pháp thí nghiệm chất kháng ôxy hóa...117

Điều 30. Phương pháp thí nghiệm lưu huỳnh ăn mòn...122

Điều 31. Phương pháp thí nghiệm chất 2-Furfural...125

PHỤ LỤC I: BẢNG CHUYỂN ĐỔI TỶ TRỌNG DẦU Ở NHIỆT ĐỘ ĐO VỀ 20^oC...131

PHỤ LỤC II: PHÂN TÍCH KHÍ HÒA TAN TRONG DẦU CÁCH ĐIỆN...145

1. Ý nghĩa và mục đích sử dụng...145

2. Giới hạn nồng độ các khí thành phần...145

3. Chẩn đoán các dạng hư hỏng theo tỷ lệ các khí thành phần...147

4. Chẩn đoán các dạng hư hỏng theo khí thành phần cơ bản...149

5. Tính tốc độ sinh khí(C)...150

6. Các biện pháp thực hiện và khoảng thời gian lấy mẫu theo tổng hàm lượng khí cháy (TKC) Xem bảng 40...150

I. PHẠM VI ĐIỀU CHỈNH VÀ ĐỐI TƯỢNG ÁP DỤNG Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

1.1. Phạm vi điều chỉnh

Quy trình này quy định các hạng mục, tiêu chuẩn, phương pháp thí nghiệm đối với dầu cách điện gốc khoáng mới, đã qua sử dụng (gọi là dầu cách điện) dùng nạp cho tất cả các máy biến áp (máy biến áp lực, biến áp tự ngẫu, cuộn kháng điện và thiết bị phụ trợ của máy biến áp - như bộ điều áp dưới tải, sứ dầu) với mọi công suất, cấp điện áp đến 500kV. Trong trường hợp sử dụng dầu gốc khác thì theo tiêu chuẩn nhà chế tạo với các tiêu chuẩn tương ứng.

1.2. Đối tượng áp dụng

Quy trình này áp dụng đối với EVN, các đơn vị trực thuộc, các đơn vị sự nghiệp, các công ty con do EVN nắm giữ 100% vốn điều lệ, Người đại diện phần vốn góp, cổ phần của EVN tại các doanh nghiệp khác.

Quy trình này là cơ sở để Người đại điện phần vốn góp, cổ phần của EVN có ý kiến trong việc xây dựng và biểu quyết thông qua áp dụng Quy trình thí nghiệm máy biến áp lực.

II. TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Quy trình phân tích những tiêu chuẩn cơ bản của dầu tuabin, nhiên liệu lò hơi, dầu bôi trơn và dầu cách điện - Công ty Điện lực - Bộ điện và than, năm 1976.

Quy trình thí nghiệm máy biến áp lực 5

2. Quy trình vận hành và sửa chữa máy biến áp - Tổng công ty điện lực Việt Nam, 1998

3. TCN-26-87: Khối lượng và tiêu chuẩn thí nghiệm, nghiệm thu bàn giao các thiết bị điện, năm 1987.

4. Quy phạm kỹ thuật - Vận hành nhà máy điện và lưới điện, Bộ năng lượng, 1991.

5. IEEE Std C57.106-2006: Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil in Equipment.

6. IEEE Std C57.104-2008: Guide for the Interpretation of Gases Generatad in Oil-Immersed Transformers.

7. ASTM D3487-00: Standard Specification for Mineral Insulating Oil Used in Electrical Apparatus.

8. IEC 60422:2005 - Mineral insulating oil in electrical equipment- Supervision and maintenance guidance.

9. IEC 60599:2007 - Mineral oil-impregnated electrical equipment in service- Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis.

10. IEC 60296:2003 - Fluids for electrotechnical application - Unused mineral insulating oil for transformers and switchgear.

11. RD 34.45-51.300-97: Khối lượng và tiêu chuẩn thí nghiệm các thiết bị điện, năm 1997.

12. IEC 475:1974 - Method of sampling liquid dielectrics.

13. IEC 60567:2005 - Oil-filled electrical equipment - Sampling of gases and of oil for analysis of free and dissolved gases - Guidance.

14. ASTM D 923-97: Standard Practices for Sampling Electrical Insulating Liquids.

15. ASTM D 3613 - 98: Standard Practices for Sampling Insulating Liquids for Gas Analysis and Determination of Water Content.

16. IEC 60156:1995 - Insulating Liquids - Determination of the breakdown voltage at power frequency - Test method.

17. ASTM D877 - 02: Standard Test Method for Dielectric Breakdown Voltage of Insulating Liquids Using Disk Electrodes.

18. ASTM D1816 - 04: Standard Test Method for Dielectric Breakdown Voltage of Insulating Oils of Petroleum Origin Using VDE Electrodes.

19. ASTM D924-03: Standard Test Method for Dissipation Factor (of Power Factor) and Relative Permittivity (Dielectric Constant) of Electrical Insulating Liquids.

20. IEC 60247:2004 - Insulating Liquids - Measurement of relative permittivity, dielectric dissipation factor (tgδ) and d.c. resistivity.

21. ASTM D974-08: Standard Test Method for Acid and Base Number by Color - Indicator Titration.

22. ASTM D664-04: Standard Test Method for Acid Number of Petroleum by Potentiometric Titration.

23. IEC 62021-2:2007 - Insulating Liquids - Determination of acidity - Part 2: Colourimetric titration.

24. IEC 62021-1:2003 - Insulating Liquids - Determination of acidity - Part 1: Automatic potentiometric titration.

25. IEC 60814:1997 - Insulating Liquids - Oil-impregnated paper and pressboard- Determination of water by automatic coulometric Karl Fisher tiration.

26. ASTM D1533-00: Standard Test Method for Water in Insulating Liquids by Coulometric Karl Fisher Tiration.

27. GOST 981-75: Dầu khoáng - Phương pháp xác định độ ổn định kháng ôxy hóa.

28. IEC 1125:1992 (IEC 61125) - Unused hydrocarbon-based insulating liquids - Test methods for evaluating the oxidation stability

29. ASTM D943-04: Standard Test Method for Oxidation Characteristics of Inhibited Mineral Oils.

30. ASTM D 2440-99: Standard Test Method for Oxidation Stability of Mineral Insulating Oils.

7

31. ASTM D2112-01: Standard Test Method for Oxidation Stability of Inhibited Mineral Insulating Oils by Pressure Vessel.

32. GOST 6258-85: Sản phẩm dầu - Phương pháp xác định độ nhớt quy ước.

33.ISO 3104:1994 - Petroleum products - Tranparent and opaque liquids - Determination of kinematic viscosity and calculation of dynamic viscosity.

34. ASTM D445-06: Standard Test Method for Kinematic Viscosity of Tranparent and Opaque Liquids (and Calculation of Dynamic Viscosity).

35. ISO 3675:1998 - Crude petroleum and liquid petroleum products - Laboratory determination of density - Hydrometer method.

36. ASTM D1298-99: Standard Test Method for Density, Relative Density (Speciffic Gravity), of API Gravity of Crude petroleum and liquid petroleum products by Hydrometer method.

37. ASTM D1500-03: Standard Test Method for ASTM Color of petroleum products.

38. ASTM D1524-94: Standard Test Method for Visual Examination of Used Electrical Insulating Oil of Petroleum Origin in the Field.

39. ISO 2049:1996 - Petroleum products - Determination of colour (ASTM scale)

40. ISO 2719:2002 - Determination of flash point - Penky-Martens closed cup method

41. ISO 2592:2000 - Determination of flash and fire points - Cleveland open cup method.

42. ASTM D93-02: Standard Test Method for Flash Point by Penky - Martens closed cup Tester.

43. ASTM D92-05: Standard Test Method for Flash and Fire Points by Cleveland Open cup Tester.

44. GOST 17216-2001: Phân loại độ sạch cho chất lỏng.

45. ISO 4406:1999 - Hydraulic fluid power - Fluids - Method for coding the level of contamination by solid particles.

46.ISO 4407:2002 - Hydraulic fluid power - Fluids contamination - Determination of particulate contamination by the counting method using an optical microscope.

47. ISO 11171:1999 - Hydraulic fluid power - Calibration of automatic particle counter for liquids.

48. ASTM D 6786-08: Standard Test Method for Particle Count in Mineral Insulating Oil Using Automatic Optical Particle Counters.

49. IEC 60970:2007 - Insulating Liquids - Method for counting and sizing particles.

50. ASTM D 3612-02: Standard Test Method for Analysis of Gases Dissolved in Electrical Insulating Oil by Gas Chromatography.

51. QCVN 07:2009/BTNMT - Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về ngưỡng chất thải nguy hại.

52. IEC 61619:1997 - Insulating Liquids - Contamination by polychlorinated biphenyls (PCBs) - Method of determination by capillary column gas chromatography

53. ASTM D4059-00: Standard Test Method for Analysis of Polychlorinated Biphenyls in Insulating Liquids by Gas Chromatography.

54. ASTM D971-99: Standard Test Method for Interfacial Tension of Oil Againt Water by Ring method.

55. ASTM D2144-01: Standard Test Method for Examination of Electrical Insulating Oil by Infrared Absoption.

56. IEC 60666:1979- Detection and determination of specified anti-oxidant additives in insulating oils.

57. ASTM D1275-06: Standard Test Method for Corrosive Sulfur in Electrical Insulating Oil.

9

58. ASTM D 130-04: Standard Test Method for Corrosiveness to Copper from Petroleum Products by Copper Strip Test.

59. IEC 61198:1993 Mineral insulating oil - Methods for the determination of 2-Furfural and related compounds.

60. ASTM D5837-99: Standard Test Method for Furanic Compounds in Electrical Insulating Liquids by High-Perfomance Liquid Chromatography (HPLC).

61. QCVN QTĐ-5:2008/BCT Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về kỹ thuật điện, Tập 5 – Kiểm định trang thiết bị hệ thống điện.

III. NỘI DUNG QUY TRÌNH

CHƯƠNG I. DẦU CÁCH ĐIỆN Điều 1. Thí nghiệm dầu mới nhận từ nhà cung cấp

Dầu cách điện mới được nhận từ nhà cung cấp phải chịu một lần thí nghiệm và các hạng mục thí nghiệm phải đáp ứng tiêu chuẩn chất lượng dầu ở bảng 1.

Điều 2. Thí nghiệm dầu trước khi lắp đặt

1 - Đối với máy biến áp mới khi tiếp nhận trong máy không nạp sẵn dầu thì trước khi nạp dầu vào máy, dầu phải thí nghiệm theo các tiêu chuẩn nêu trong bảng 2. Trường hợp không có biên bản thí nghiệm dầu của nhà cung cấp dầu kèm theo, dầu cần thí nghiệm bổ sung các mục 6 ÷ 12 bảng 1.

2 - Đối với máy biến áp 110kV trở lên khi vận chuyển không nạp dầu thì trước khi tiến hành lắp ráp cần phải lấy mẫu dầu của lớp dầu đọng ở máy để thí nghiệm điện áp chọc thủng, trị số không thấp hơn 50kV (đối với máy biến áp 110 ÷ 500kV) và độ ẩm không lớn hơn 25ppm (đối với máy biến áp 110 ÷ 220kV), 20ppm (đối với máy biến áp 500kV).

3 - Đối với máy biến áp 110kV trở lên khi vận chuyển đã nạp sẵn dầu thì trước khi tiến hành lắp ráp cần phải lấy mẫu dầu thí nghiệm các chỉ tiêu nêu tại các mục 1 ÷ 8 của bảng 2.

4 - Đối với máy biến áp đã được nạp đủ dầu, khi vận chuyển đến vị trí lắp đặt, nếu như số liệu thí nghiệm đạt tiêu chuẩn và tính từ lúc thí nghiệm cuối cùng

đến trước khi đóng điện quá 3 tháng cần phải thí nghiệm mục 1,2 và 4 bảng 2.

Đối với máy biến áp cấp điện áp 110kV trở lên loại kín hoặc bảo vệ bằng màng chất dẻo cần thí nghiệm bổ sung mục 7 bảng 2.

Điều 3. Thí nghiệm dầu trong quá trình bảo quản máy biến áp

- Đối với máy biến áp cấp điện áp từ 35kV trở xuống thí nghiệm mục 1 bảng 2 ít nhất mỗi năm một lần.

- Đối với máy biến áp cấp điện áp từ 110kV trở lên thí nghiệm mục 1-4 bảng 2 ít nhất 3 tháng một lần.

Bảng 1: Tiêu chuẩn chất lượng dầu mới nhận từ nhà cung cấp STT Hạng mục thí nghiệm Dầu mới nhận từ

nhà cung cấp

Phương pháp thí nghiệm⁽²⁾ 1

Điện áp chọc thủng (kV/2,5mm) không thấp hơn:

- Trước khi lọc - Sau khi lọc

30 70

Điều 16

2

Tang góc tổn thất điện môi ( % ) không lớn hơn:

- Ở 25^oC - Ở 90^oC

0,05 0,50

Điều 17

3 Trị số axit (mgKOH/1g dầu)

không lớn hơn: 0,02 Điều 18

4

Hàm lượng nước theo khối lượng (ppm) không lớn hơn:

- Trong xitéc - Trong phuy

30 40

Điều 19

5

Độ ổn định kháng ôxy hóa + Phương pháp A:

- Khối lượng cặn (%) không lớn hơn - Trị số axit sau ôxy hóa (mg KOH trên 1g dầu ) không lớn hơn

+ Phương pháp B:

Thời gian (phút) không nhỏ hơn

0,01 0,10

195

Điều 20

6

Độ nhớt động (m²/s) không lớn hơn:

- Ở 40^oC 12,0 Điều 21

- Ở 50^oC 9,0

7 Tỷ trọng (g/cm³) không lớn hơn:

- Ở 15^oC 0,91

Điều 22 11

- Ở 20^oC 0,90

8 Mầu sắc-ASTM Scale, không lớn hơn 0,5 Điều 23 9

Nhiệt độ chớp cháy kín (^oC ) không thấp hơn:

Nhiệt độ chớp cháy hở (^oC ) không thấp hơn:

135 145

Điều 24

10 Lưu huỳnh ăn mòn Không ăn mòn Điều 30

11 Chất PCB⁽¹⁾ (ppm) 5 Điều 27

12^(*) Hàm lượng 2-furfural (ppm)

không lớn hơn: 0,1 Điều 31

13^(*) Sức căng bề mặt ở 25^oC (mN/m) 40 Điều 28 14^(*)

Hàm lượng chất kháng ôxy hóa ⁽³⁾ (%) - Không nhỏ hơn:

- Không lớn hơn:

0,2 0,4

Điều 29

Chú ý:

(1) Ngưỡng PCBs trong dầu cách điện theo quy định của pháp luật về bảo vệ môi trường tại thời điểm áp dụng.

(2) Các phương pháp thí nghiệm nêu tại chương III của phần này.

(3) Tiêu chuẩn không bắt buộc đối với máy biến áp kín hoặc có bảo vệ bằng màng chất dẻo.

(*) Tiêu chuẩn thí nghiệm không bắt buộc.

Điều 4. Thí nghiệm dầu mới trong thiết bị mới trước khi đóng điện

1 - Dầu mới trong thiết bị mới trước khi đóng điện cần phải được thí nghiệm và đạt yêu cầu của các tiêu chuẩn nêu ở bảng 2.

Bảng 2: Tiêu chuẩn chất lượng dầu trong máy biến áp trước khi đóng điện

STT Hạng mục thí nghiệm

Đối với cấp điện áp (kV)

≤15 15÷35 110 220 500

1 Điện áp chọc thủng (kV/2,5mm)

không thấp hơn: 30 35 60 60 70

2 Tang góc tổn thất điện môi ở 90^oC

(%) không lớn hơn: - - 1,5 1,0 1,0

3 Trị số axit (mgKOH/1g dầu)

không lớn hơn: 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

4 Hàm lượng nước theo khối lượng 20⁽¹⁾

(ppm) không lớn hơn: - - 10⁽²⁾ 10 10 5 Mầu sắc – ASTM Scale, không lớn

hơn

Quan sát ngoại dạng

1,0 1,0 1,0 1,0 0,5

Trong, sáng không có nước và tạp chất 6 Hàm lượng tạp chất⁽³⁾

ISO 4406-1991

Không có (quan sát bằng mắt)

-/

15/12

-/

13/10 7 Tổng hàm lượng khí hòa tan⁽⁴⁾ (%)

không lớn hơn - - 1 1 0,5

8^(*) Hàm lượng 2-furfural (ppm)

không lớn hơn - 0,1

9^(*) Sức căng bề mặt ở 25 ⁰C ( mN/m)

Không nhỏ hơn 35 35 35 38 38

Chú ý:

Dấu “-” trong các bảng là không quy định.

(1) Đối với máy biến áp 110kV không có bảo vệ bằng màng chất dẻo.

(2) Đối với máy biến áp 110kV có bảo vệ bằng màng chất dẻo.

(3) Phương pháp thí nghiệm tạp chất theo điều 25 của phần này.

(4) Phương pháp thí nghiệm khí hòa tan theo điều 26 của phần này.

Nếu nhà chế tạo có quy định khác với trị số nêu trong mục này thì tuân theo chỉ dẫn của nhà chế tạo. Chỉ kiểm tra đối với máy biến áp cấp điện áp 110kV trở lên có bảo vệ bằng màng chất dẻo.

(*) Tiêu chuẩn thí nghiệm không bắt buộc.

2 - Đối với máy biến áp có khoang điều áp dưới tải riêng, dầu dùng nạp cho khoang điều áp dưới tải là dầu cách điện, các tiêu chuẩn thí nghiệm theo yêu cầu đối với dầu cách điện của máy biến áp và một số tiêu chuẩn theo chỉ dẫn của nhà chế tạo. Trường hợp không có chỉ dẫn của nhà chế tạo, tiêu chuẩn điện áp chọc thủng và hàm lượng nước cho ở bảng 3.

Bảng 3: Tiêu chuẩn chất lượng dầu khoang điều áp dưới tải trước khi đóng điện

STT Hạng mục thí nghiệm Giá trị giới hạn OLTC

đấu ở

OLTC đấu ở đầu hoặc giữa cuộn dây cấp điện áp (kV)

13

điểm

trung tính ≤ 35 110÷220 500 1 Điện áp chọc thủng

(kV/2,5mm) không thấp hơn: 40 35 50 60

2 Hàm lượng nước (ppm)

không lớn hơn: 30 - 25 20

Điều 5. Máy biến áp cấp điện áp 110kV trở lên sau đóng điện

Máy biến áp cấp điện áp 110kV trở lên sau đóng điện cần lấy mẫu dầu thí nghiệm các mục 1, 2, 4 và mục 8 bảng 5 theo thời hạn sau:

- Đối với máy biến áp cấp điện áp 110kV công suất dưới 63MVA sau đóng điện 10 ngày, 1 tháng, 6 tháng và tiếp theo như khoản 1 Điều 7 của phần này.

- Đối với máy biến áp cấp điện áp 110kV công suất từ 63MVA trở lên và tất cả các máy biến áp 220kV, 500kV sau đóng điện 10 ngày, 1 tháng, 3 tháng, 6 tháng và tiếp theo như khoản 1 Điều 7 của phần này.

- Thí nghiệm mục 8 bảng 5 không chỉ xác định tổng hàm lượng khí hòa tan mà cần xác định nồng độ các khí cháy thành phần. Nồng độ khí gới hạn và các biện pháp thực hiện tương ứng được chỉ dẫn ở phụ lục II của phần này.

Điều 6. Thí nghiệm dầu trong thiết bị đang vận hành

1 - Dầu trong máy biến áp cấp điện áp 110kV trở lên đang vận hành cần phải được lấy mẫu thí nghiệm mỗi năm 1 lần và đạt yêu cầu của các tiêu chuẩn ở bảng 5.

2 - Đối với máy biến áp cấp điện áp 110kV trở lên cần lấy mẫu dầu thí nghiệm hàm lượng 2-Furfural lần đầu sau 12 năm vận hành và sau đó xác định thời hạn kiểm tra theo bảng 4. Khi phân tích khí hòa tan chẩn đoán có sự phân hủy Cellulose với tốc độ cao, cần rút ngắn thời hạn thí nghiệm 2-Furfural.

Bảng 4:

Hàm lượng

2-furfural, ppm Ý nghĩa Khoảng thời gian lấy

mẫu thí nghiệm

0 ÷ 0,1 Máy biến áp bình thường 12 năm

0,1 ÷ 1 Phân hủy vừa phải vật liệu cách

điện 3 năm

1 ÷ 10 Phân hủy mạnh vật liệu cách điện 1 năm

> 10 Phân hủy vật liệu cách điện gần

như hoàn toàn -

3 - Dầu của máy biến áp công suất đến 630kVA trong quá trình vận hành cho phép không cần kiểm tra, chỉ kiểm tra khi thí nghiệm điện phát hiện có vấn đề liên quan đến đặc tính cách điện của máy biến áp.

4 - Máy biến áp công suất trên 630kVA và cấp điện áp đến 35kV cần thí nghiệm mục 1,3,5,6,7 bảng 5 ba năm 1 lần.

5- Đối với máy biến áp có khoang điều áp dưới tải riêng.

Dầu trong khoang điều áp dưới tải được thí nghiệm theo chỉ dẫn của nhà chế tạo.

Trường hợp không có chỉ dẫn của nhà chế tạo, mẫu dầu lấy từ khoang điều áp dưới tải tiến hành thí nghiệm các mục ở bảng 6. Thí nghiệm bổ sung mục 6 bảng 5.

Thí nghiệm dầu từ khoang điều áp dưới tải thực hiện cùng với thí nghiệm dầu lấy từ máy biến áp.

Bảng 5: Tiêu chuẩn chất lượng dầu trong máy biến áp khi vận hành

STT Hạng mục thí nghiệm Đối với cấp điện áp (kV)

≤15 15÷35 110 220 500

1 Điện áp chọc thủng (kV/2,5mm)

không thấp hơn: 25 30 55 55 60

2 Tang góc tổn thất điện môi ở 90 ⁰C

(%) không lớn hơn - - 7 7 5

3 Trị số axit (mgKOH/1g dầu)

không lớn hơn: 0,25 0,25 0,20 0,20 0,15

4 Hàm lượng nước theo khối lượng

(ppm) không lớn hơn - - 30

25⁽¹⁾ 25 20

5 Hàm lượng tạp chất ISO 4406

Không có

(quan sát bằng mắt) -/17/14 -/15/12 6 Nhiệt độ chớp cháy cốc kín Không giảm quá 10% giá trị xuất xưởng

hoặc không thấp hơn 125^oC

15

7⁽²⁾ Hàm lượng axit-kiềm hoà tan

(mgKOH/1g dầu) không lớn hơn 0,014

8 Tổng hàm lượng khí hòa tan (%)

không lớn hơn - 2 2 2

9^(*) Sức căng bề mặt ở 25 ⁰C ( mN/m)

không nhỏ hơn 25 25 30 32 32

10^(*) Hàm lượng chất kháng oxy hóa⁽³⁾

(%), không nhỏ hơn - 0,09

11^(*) Hàm lượng 2-furfural (ppm)

không lớn hơn - 10

Ghi chú:

(1) Đối với máy biến áp 110kV có bảo vệ bằng màng chất dẻo.

(2) Mục 7 bảng 5: chỉ thực hiện khi trị số axit lớn hơn 0,1 mgKOH/1g dầu.

(3) Tiêu chuẩn không bắt buộc đối với máy biến áp kín hoặc có bảo vệ bằng màng chất dẻo.

(*) Tiêu chuẩn không bắt buộc.

Bảng 6: Tiêu chuẩn chất lượng dầu trong khoang điều áp dưới tải khi vận hành

STT Hạng mục thí nghiệm

Giá trị giới hạn OLTC

đấu ở điểm trung tính

OLTC đấu ở đầu hoặc giữa cuộn dây cấp điện

áp (kV)

≤ 35 110÷220 500 1

Điện áp chọc thủng (kV) (khe hở 2,5mm), không thấp

hơn: 30 25 40 50

2 Hàm lượng nước (ppm) không

lớn hơn: 40 - 35 30

Điều 7. Dầu trong thiết bị sau đại tu

1 - Trường hợp đại tu máy biến áp có thay dầu: dầu trong máy biến áp được thí nghiệm như dầu trong thiết bị mới trước khi đưa vào vận hành và đạt yêu cầu của các tiêu chuẩn nêu ở bảng 2.

2 - Trường hợp đại tu máy biến áp kết hợp lọc dầu: dầu trong máy biến áp đạt yêu cầu của mục 1, 4, 6, 7 bảng 2 và mục 2, 3, 6, 7 bảng 5.

3 - Chỉ cho phép sử dụng dầu có trị số axit nhỏ hơn 0,1 mgKOH/1g dầu nạp cho máy biến áp cấp điện áp đến 110kV và dầu có trị số axit nhỏ hơn 0,05 mgKOH/

1g dầu nạp cho máy biến áp cấp điện áp từ 220kV trở lên.

Điều 8. Kiểm tra dầu khi xuất hiện tình trạng bất thường

Khi phát hiện tình trạng bất thường hoặc xuất hiện khí cháy trong rơ le hơi cần lấy mẫu dầu để thí nghiệm. Các tiêu chuẩn phải đạt yêu cầu ở bảng 5.

Điều 9. Bổ sung dầu trong vận hành

Trường hợp cần bổ sung dầu biến áp mà không rõ gốc dầu trong máy hoặc không có loại dầu cùng gốc, cùng loại thì phải tuân thủ các nguyên tắc sau:

1- Đối với những MBA có công suất dưới 1000kVA, điện áp từ 10kV trở xuống được phép bổ sung bằng dầu gốc bất kỳ, với điều kiện dầu bổ sung phải đạt các tiêu chuẩn thí nghiệm nêu ở bảng 2 và tổng lượng dầu bổ sung trong suốt thời gian vận hành không vượt quá 10%.

2- Đối với những MBA có công suất từ 1000kVA trở lên, cấp điện áp từ 35kV trở xuống được phép bổ sung dầu khác gốc và đạt yêu cầu nêu tại khoản 4 điều này.

.3- Đối với những MBA có cấp điện áp từ 110kV trở lên, việc bổ sung dầu phải cùng gốc, cùng chủng loại. Dầu cách điện cùng gốc, khác chủng loại tiếp nhận từ các nhà sản xuất khác nhau, nếu không có sự chỉ dẫn cụ thể của nhà sản xuất, trước khi bổ sung cần phải thí nghiệm dầu và đạt yêu cầu nêu tại khoản 4 điều này.

4- Dầu bổ sung cần phải thí nghiệm và đạt yêu cầu sau:

- Dầu bổ sung đạt các tiêu chuẩn thí nghiệm ở bảng 2.

- Hỗn hợp dầu bổ sung và dầu trong máy được thí nghiệm độ ổn định kháng ôxy hóa và tỷ lệ pha trộn khi thí nghiệm độ ổn định kháng ôxy hóa bằng tỷ lệ bổ sung dầu trong thực tế. Trường hợp không rõ tỷ lệ, áp dụng tỷ lệ 50/50.

- Hỗn hợp dầu bổ sung và dầu trong máy phải có trị số tgδ thấp hơn và độ ổn định kháng ôxy hóa tốt hơn so với các trị số tương ứng của dầu trong máy trước khi pha trộn.

17

CHƯƠNG II. PHƯƠNG PHÁP LẤY MẪU DẦU CÁCH ĐIỆN Điều 1. Quy định chung

- Dầu mới từ nhà cung cấp được tiếp nhận trong téc chứa hoặc thùng phuy.

- Có hai loại mẫu được lấy:

 Mẫu đơn lẻ là mẫu được lấy từ một téc chứa (hay bể chứa) hoặc thùng phuy.

 Mẫu hỗn hợp là mẫu trộn của mẫu lấy từ nhiều téc chứa (hay bể chứa) hoặc thùng phuy.

- Lượng dầu của một mẫu ít nhất là 1 lít.

- Để lấy mẫu đại diện cho cả lô dầu, số thùng phuy cần mở quy định ở bảng 7:

Bảng 7

Lô dầu gồm (phuy) Số phuy cần mở để lấy mẫu (phuy)

2 ÷ 5 2

6 ÷ 20 3

21 ÷ 50 4

51 ÷ 100 7

101÷ 200 10

201 ÷ 400 15

> 400 20

- Lượng dầu cần lấy theo yêu cầu của công tác phân tích.

Điều 2. Điều kiện để lấy mẫu

- Lấy mẫu dầu là một công việc quan trọng trong công tác thí nghiệm dầu. Kết quả thí nghiệm có chính xác hay không một phần phụ thuộc vào công tác lấy mẫu. Khi lấy mẫu phải chú ý đến các điều kiện sau đây:

 Thời tiết khí hậu nơi lấy mẫu.

 Dụng cụ dùng để lấy mẫu.

- Mẫu phải đại diện cho dầu bên trong thiết bị điện.

12.1. Thời tiết khí hậu

Thời tiết khí hậu có ảnh hưởng trực tiếp đến chất lượng của mẫu dầu. Những yếu tố ảnh hưởng như trời có mưa, có sương mù, buổi sáng sớm, buổi chiều muộn v.v. Nên công tác lấy mẫu đối với những thiết bị đặt ngoài trời phải được xem xét chu đáo. Đối với những thiết bị này chỉ nên lấy mẫu khi trời nắng khô ráo, vào buổi trưa hoặc đầu giờ chiều là tốt nhất. Thiết bị đặt trong nhà hoặc có mái che, nếu gặp khi trời ẩm nhiều thì cũng không nên lấy mẫu. Thời tiết khí hậu xấu không chỉ ảnh hưởng đến chất lượng mẫu, mà còn ảnh hưởng đến chất lượng dầu đang trong giai đoạn bảo quản như dầu trong phuy và dầu trong xitéc.

12.2. Dụng cụ lấy mẫu

Chỉ dùng những dụng cụ bằng thủy tinh để lấy mẫu dầu. Phải rửa sạch dụng cụ bằng ét xăng, bằng nước xà phòng, bằng nước và tráng bằng nước cất 2 đến 3 lần.

Bình được rửa sạch khi quan sát bằng mắt không còn giọt nước bám trên thành bình. Nếu còn bám dính nước thì phải được rửa kỹ lại cho đến hết mới đạt.

Sau đó sấy khô ở nhiệt độ 105^oC ít nhất là 30 phút. Khi lấy ra đóng nút để nguội rồi mới đem dùng. Những dụng cụ đã sấy, sau 24 giờ chưa dùng đến thì phải được sấy lại trước khi sử dụng. Dụng cụ lấy mẫu thường dùng là chai thủy tinh nút mài loại 1 lít. Không nên dùng chai nhựa và các loại chai đựng đồ uống để làm dụng cụ lấy mẫu dầu.

Dụng cụ lấy mẫu dầu từ thiết bị điện để thí nghiệm khí hòa tan trong dầu hoặc thí nghiệm hàm lượng ẩm là xiranh thủy tinh dung tích 50ml được làm sạch và sấy khô tương tự như chai thủy tinh lấy mẫu dầu. Khi lấy xiranh từ tủ sấy ra tiến hành lắp ráp piston và xiranh theo bộ để đảm bảo độ kín khí (ráp theo số ghi trên

19

piston và xiranh), đầu xiranh được bít kín bằng van chặn hoặc bằng kim tiêm cắm vào một miếng cao su chịu dầu.

Điều 3. Thao tác lấy mẫu 13.1. Lấy mẫu từ thùng phuy

Nếu lấy mẫu dầu trong thùng phuy thì phải dùng ống thủy tinh sạch có đường kính từ 1 ÷ 1,5cm, dài 80 ÷ 90 cm. Trước khi lấy mẫu phải cắm ống lấy mẫu sâu xuống tận đáy thùng để kiểm tra tạp chất và nước. Muốn vậy dùng ngón tay cái bịt kín miệng ống rồi từ từ cắm đầu kia của ống tới đáy thùng, sau đó buông ngón tay ra để cho dầu dâng lên trong ống rồi lại dùng ngón tay bịt kín miệng ống để lấy dầu lên. Tiến hành quan sát xem có nước và tạp chất không. Chỉ tiến hành lấy mẫu khi đáy thùng sạch. Thao tác lấy mẫu tiến hành như trên nhưng cách đáy thùng phuy khoảng 10 ÷ 25cm, không lấy mẫu trên mặt thùng. Thao tác được lặp lại nhiều lần cho tới khi lấy đủ lượng dầu cần thiết. Có thể dùng ống nhựa trong sạch có đường kính 10 ÷ 12mm để lấy mẫu dầu trong thùng phuy theo kiểu ống xi phông. Đầu ống nhựa cắm sâu vào dầu tương tự như lấy mẫu dầu bằng ống thủy tinh.

Trường hợp phải để lâu quá 24 giờ kể từ khi lấy mẫu thì phải gắn nút chai bằng parafin.

13.2. Lấy mẫu dầu từ téc chứa hoặc thiết bị điện

Lấy mẫu dầu của những thiết bị điện cần chú ý đến quy trình an toàn về điện, an toàn thao tác đóng mở van mẫu. Những trường hợp không đảm bảo an toàn cho thiết bị thì không được lấy mẫu. Lấy mẫu dầu của những thiết bị đặt ngoài trời phải thực hiện vào lúc trời nắng khô ráo. Nhiệt độ của chai để lấy mẫu và nơi đặt thiết bị không được chênh nhau quá 5^oC, tốt nhất là để chai có nhiệt độ bằng nhiệt độ nơi lấy mẫu rồi mới tiến hành lấy mẫu. Trước khi mở van mẫu phải dùng giẻ lau sạch sẽ bên ngoài, mở van cho dòng dầu chảy ra từ từ. Phải xả bỏ lượng dầu ban đầu mới chảy ra rồi mới cho dầu chảy vào chai lấy mẫu. Khi lấy mẫu phải tráng chai ít nhất 2 lần bằng dầu định lấy mẫu. Sau khi đã lấy đủ lượng mẫu cần thiết thì thao tác đóng van mẫu. Kiểm tra độ rò rỉ của van bằng cách dùng giẻ lau sạch cửa van, chờ 2 phút không phát hiện dầu bị rò rỉ ra là được.

13.3. Lấy mẫu dầu vào chai

Hình 1:

1: Van lấy mẫu dầu của thiết bị 5: Bồn chứa dầu xả bỏ 2: Mặt bích 6: Nút nhựa cứng 3: Ống cao su chịu dầu hoặc ống Silicon 7: Miếng đệm kín 4: Chai đựng mẫu

13.4. Lấy mẫu dầu vào xiranh

Lấy mẫu dầu để thí nghiệm hàm lượng khí hòa tan và thí nghiệm hàm lượng ẩm.

- Sau khi đã tráng rửa van lấy mẫu của thiết bị điện, tiến hành nối một đầu ống vào van lấy mẫu, đầu kia vào van 3 ngả và nối với xiranh bằng một đoạn ống PTFE (Polytetrafloroethylene) hoặc cao su chịu dầu (hình 2a).

21

Hình 2:

a: Vị trí rửa van lấy mẫu

b: Vị trí hút dầu vào Xiranh để xúc rửa c: Vị trí xả dầu khỏi Xiranh

d: Vị trí hút dầu vào xiranh, lấy mẫu e: Đóng xiranh, tháo khỏi van lấy mẫu.

1: Xiranh 2: Van chặn

3: Ống nối PTFE hoặc cao su 4: Van 3 ngả

5: Van lấy mẫu của thiết bị 6: Mặt bích

7: Bồn chứa dầu xả bỏ - Tiến hành xả bỏ qua van 3 ngả khoảng 200 ÷ 250ml dầu để rửa van. Sau đó lấy khoảng 40 ÷ 50ml dầu vào xiranh (hình 2b).

- Tiến hành xả bỏ dầu từ xiranh vào bồn chứa dầu xả, giữ xiranh ở vị trí thẳng đứng (hình 2c), nén dầu cùng các bọt khí ra ngoài. Xúc rửa 2 ÷ 3 lần xiranh bằng dầu. Chú ý không còn bọt khí đọng lại chỗ không gian chết trong xiranh.

- Nối thông xiranh với van lấy mẫu (hình 2d), lấy khoảng 20 ÷ 50ml dầu để thí nghiệm.

Chú ý: không được hút dầu vào xiranh bằng cách rút piston, dễ bị lọt không khí vào theo. Dầu nạp vào xiranh nhờ áp lực dầu từ thiết bị đẩy piston ra.

- Đóng van chặn của xiranh, tách ống nối (hình 2,e).

- Xiranh cần bảo quản cẩn thận, tránh lọt không khí vào hoặc tách khí hòa tan ra và thoát mất đi, nên tạo áp lực dư trong xiranh bằng cách nén piston bằng dây cao su hoặc lò xo.

- Tiến hành lấy 2 mẫu để thí nghiệm song song.

13.5. Lấy dầu vào ống đựng mẫu

- Sau khi đã tráng rửa van lấy mẫu của thiết bị điện, tiến hành nối một đầu ống đựng mẫu vào van lấy mẫu, đầu kia vào bồn chứa dầu xả bằng một đoạn ống PTFE (Polytetrafloroethylene) hoặc cao su chịu dầu (hình 3).

Hình 3:

1: Ống đựng mẫu

2: Van chặn hoặc kẹp ống 3: Ống nối

4: Mặt bích

5: Van lấy mẫu của thiết bị 6: Bồn chứa dầu xả bỏ

- Tiến hành mở van từ từ cho chảy qua ống đựng mẫu vào bồn xả, quan sát sao cho trong ống đựng mẫu không có bọt khí.

- Sau khi cho chảy qua 2 ÷ 3lít dầu thì tiến hành đóng van đầu ra của ống đựng mẫu trước sau đó đóng van đầu vào và van lấy mẫu của thiết bị.

- Tháo ống dẫn khỏi van mẫu và nhanh chóng nối hai đầu ống dẫn lại thông qua một đoạn ống bằng thủy tinh hay đoạn ống kim loại. tiến hành mở van ở hai đầu ống đựng mẫu ra. Sự co giãn thể tích dầu mẫu thông qua sự đàn hồi của đoạn ống dẫn mềm này, tránh lọt không khí vào hoặc tách khí hòa tan ra và thoát ra ngoài.

13.6. Lấy mẫu khí vào xiranh (hình 4) - Thiết bị lấy mẫu:

Ống nhựa hoặc cao su chịu dầu phù hợp để nối với ống gom khí của rơle hơi.

Xiranh kín khí có thể tích phù hợp (25 ÷ 250ml) được gắn kín với 1 van chặn đảm bảo độ kín khí. Độ kín khí của xiranh được kiểm tra như sau: Chứa dầu mẫu có hàm lượng hydrogen xác định trước ít nhất trong 2 tuần, sau đó xác định độ tổn thất hydrogen bằng cách phân tích lại hydrogen ở cuối chu kỳ bảo quản.

So sánh hàm lượng khí hydrogen trước và sau chu kỳ bảo quản, nếu độ tổn thất không quá 2,5%/1 tuần, xiranh đó có thể chấp nhận được.

23

Kinh nghiệm chung cho thấy tất cả các loại xiranh thủy tinh sau khi được bôi một lớp mỡ nhẹ hoặc dầu biến áp sẽ đảm bảo được độ kín khí.

Khi vận chuyển các xiranh được giữ trong các hốc vừa khít với chúng để tránh Piston di chuyển.

Hình 4:

1: Xiranh 2: Van chặn 3: Ống nối 4: Van 3 ngả

5: Van lấy mẫu của thiết bị 6: Ống dẫn khí từ Rơle ga 7: Bồn chứa dầu xả bỏ - Các bước tiến hành:

Thiết bị được nối như hình 4. Ống nối sao cho ngắn nhất, và được nạp đầy bằng dầu trước khi bắt đầu lấy mẫu.

Van mẫu (5) mở, lấy mẫu từ rơle khí trên MBA có bình dầu phụ, tạo nên áp lực dương. Quay van (4) tới vị trí A, dầu trong ống nối xả vào bồn xả (7). Khi khí tới van (4), sau đó quay van (4) tới vị trí B nối với xiranh. Mở van chặn (2), nạp khí vào xiranh nhờ áp lực dương, giữ cẩn thận piston không sẽ rơi vỡ. Khi đã lấy được mẫu phù hợp, đóng van (2) và van lấy mẫu (5), tháo xiranh ra.

Khử dầu lọt vào xiranh bằng cách ấn piston xả ra.

-Việc xúc rửa xiranh bằng mẫu khí tùy thuộc vào lượng khí có trong ống góp rơ le.

13.7. Lấy mẫu khí vào ống đựng mẫu bằng phương pháp thay thế dầu

Phương pháp này chỉ dùng khi áp lực khí mẫu bằng hoặc lớn hơn áp suất không khí.

Thiết bị cho ở hình 5.

Hình 5:

1: Ống đựng mẫu

2: Van chặn hoặc kẹp ống 3: Ống nối

4: Bồn chứa dầu xả bỏ 5: Van lấy mẫu của thiết bị

6: Ống dẫn khí từ Rơle ga Ống đựng mẫu có dung tích 100ml bằng thủy tinh và được nạp đầy dầu cách điện. Sau đó nối ống (3) đã nạp đầy dầu vào van mẫu (5). Sau đó mở van lấy mẫu (5), van vào ống (2), van ra khỏi ống (2). Hạ ống đựng mẫu thấp xuống, xả dầu trong ống vào bồn xả (4), khí từ rơle sẽ thay thế cho thể tích dầu có trong ống đựng mẫu.

Tiến hành đóng van ra, đóng van vào (2), đóng van mẫu của rơle (5), tháo ống đựng mẫu ra.

Điều 4. Dán nhãn cho mẫu dầu

Nhãn của mẫu dầu cần các thông tin sau:

 Tên khách hàng

 Nhãn mác của thiết bị

 Thể tích dầu đang dùng trong thiết bị

 Chủng loại dầu

 Lý do lấy mẫu

25

 Ngày, giờ lấy mẫu

 Nhiệt độ của dầu khi lấy mẫu

 Nhiệt độ, độ ẩm khi lấy mẫu

 Điểm cụ thể khi lấy mẫu (bể máy chính, bể công tắc K v.v.)

 Ngoài ra có thể bổ sung thêm các thông tin sau:

 Nhiệt độ cuộn dây

 Công suất tải của MBA

 Có bảo vệ bằng màng ngăn, bảo vệ bằng N2 v.v.

 Có vận hành bơm dầu hay không

 Có thay đổi điều kiện vận hành hay không

 Thiết bị đã bị sự cố hay đã qua đại tu trước khi lấy mẫu dầu thí nghiệm Điều 5. Đóng gói và vận chuyển

Trong quá trình bảo quản, vận chuyển mẫu về phòng thí nghiệm không được để ánh nắng chiếu trực tiếp vào bình chứa mẫu.

Các xiranh hoặc ống đựng mẫu được đóng gói cẩn thận trong các các hộp các tông hoặc hộp xốp, chuyển về phòng thí nghiệm càng sớm càng tốt.

CHƯƠNG III. PHƯƠNG PHÁP THÍ NGHIỆM DẦU CÁCH ĐIỆN Điều 1. Phương pháp thí nghiệm điện áp phóng điện

16.1. Thiết bị đo

Thiết bị đo bao gồm các bộ phận sau:

- Bộ điều chỉnh điện áp - Máy biến áp tăng áp.

- Bộ ngắt mạch tự động (thời gian cắt dưới 10ms, dòng điện cắt 10mA đến 25mA).

a. Cốc thí nghiệm

Dung tích cốc thí nghiệm phải trong phạm vi 350ml đến 600ml.

Cốc thí nghiệm phải được chế tạo từ vật liệu cách điện, trơ về hóa học và bền đối với chất lỏng cách điện cũng như các dung môi dùng để làm sạch.

Cốc thí nghiệm loại có nắp hoặc không có nắp và được chế tạo sao cho có thể dễ dàng tháo các điện cực với mục đích làm sạch và bảo dưỡng chúng, đảm bảo điều kiện tốt cho phép thử.

Hình dáng và kích thước của cốc thí nghiệm:

Hình 6: Cốc thí nghiệm có nắp gắn điện cực dạng cầu đường kính 12,5 ÷ 13mm.

- Các điện cực phải được chế tạo từ đồng thau hoặc thép không gỉ. Điện cực phải được mài bóng. Đường trục của hệ thống các điện cực phải nằm ngang và được đặt trong cốc thí nghiệm thấp hơn bề mặt chất lỏng đang thí nghiệm ít nhất là 40mm. Không phần nào của điện cực được cách thành cốc thí nghiệm hoặc thanh khuấy dưới 12mm.

Khoảng cách giữa các điện cực được xác định và kiểm tra nhờ một chiếc que cữ chuẩn với độ dày 2,5±0,05mm.

b. Thiết bị khuấy

- Khuấy từ: Thanh khuấy dài 20 ÷ 25mm, đường kính 5 ÷ 10mm.

- Kết cấu của thanh khuấy phải đảm bảo dễ làm sạch, khi khuấy không được tạo bọt khí. Có thể lựa chọn khuấy hoặc không khuấy.

16.2. Chuẩn bị điện cực

27

- Điên cực trước khi thí nghiệm cần phải rửa sạch bằng dung môi phù hợp theo quy định kỹ thuật nếu không có quy định thì dung môi được lựa chọn bằng thực nghiệm.

- Mức độ sạch của điện cực được quan sát bằng mắt. Nếu có vết bẩn cần phải rửa lại. Sau khi rửa bằng dung môi, điện cực được rửa cẩn thận bằng nước cất sôi và sấy 1giờ trong tủ sấy ở nhiệt độ 90 ÷ 100^oC (gắn với cốc sứ). Nếu điện cực gắn liền với cốc thí nghiệm làm bằng nhựa cách điện, nhiệt độ sấy không quá 70^oC, tránh làm biến dạng cốc. Tốt nhất nên sấy bằng cách thổi gió nóng, nhiệt độ sấy không quá 70^oC.

- Không được sờ tay vào bề mặt của điện cực.

16.3. Chuẩn bị mẫu thí nghiệm

- Mẫu dầu cách điện dùng cho một lần thí nghiệm khoảng 350 ÷ 600ml. Trước khi thí nghiệm mẫu dầu cần đựng trong bình kín, để ổn định đến nhiệt độ trong phòng (nhiệt độ dầu không được chênh lệch với nhiệt độ không khí trong phòng quá 5^oC).

- Nhiệt độ của mẫu dầu khi thí nghiệm nằm trong khoảng 15^oC đến 35^oC.

- Ngay trước khi nạp dầu vào cốc thí nghiệm, chai đựng mẫu thí nghiệm phải được đóng nắp kín và đảo ngược vài lần để phân bố đều các chất bẩn sao cho không tạo bọt khí.

- Tiến hành rót dầu vào cốc thí nghiệm để xúc rửa 2÷3 lần bằng chính dầu cần thí nghiệm, tráng rửa các điện cực. Sau đó từ từ rót dầu vào cốc thí nghiệm sao cho không tạo bọt khí.

- Đo và ghi lại nhiệt độ của mẫu dầu thí nghiệm.

16.4. Tiến hành thí nghiệm

- Đặt cốc thí nghiệm đã nạp mẫu dầu vào thiết bị đo, bật máy khuấy nếu có sử dụng.

- Tiến hành nâng điện áp thí nghiệm lần đầu sau 5 phút.

- Khi thí nghiệm tốc độ nâng điện áp phải đều đặn và đạt 2 ± 0,2kV/giây cho tới khi sự phóng điện xảy ra.

- Điện áp chọc thủng là điện áp lớn nhất đạt được ở thời điểm mạch tự động ngắt mạch (khi phóng hồ quang) hoặc cắt bằng tay (nhìn thấy hồ quang và nghe thấy phóng điện).

- Tiến hành thí nghiệm tiếp theo 5 lần điện áp chọc thủng đối với một mẫu dầu, mỗi lần cách nhau 2 phút. Kiểm tra xem có bọt khí tạo ra giữa khe hở của điện

cực không. Nếu sử dụng khuấy, thì chúng phải hoạt động liên tục trong suốt quá trình thí nghiệm.

- Ghi lại giá trị điện áp chọc thủng của mỗi lần thí nghiệm.

16.5. Tính toán

- Giá trị điện áp chọc thủng được chấp nhận là giá trị trung bình của 6 lần thí nghiệm, được tính như sau:

n i i

U= ×1 U

n



Trong đó:

U: giá trị trung bình của điện áp chọc thủng , kV

Ui: giá trị của điện áp chọc thủng lần thí nghiệm thứ i, kV

- Độ lệch chuẩn của các giá trị điện áp chọc thủng được tính theo công thức:

n 2

i i

(U -U) δ= n (n-1)



n : số lần thí nghiệm

- Đánh giá độ tin cậy của kết quả thí nghiệm:

 Hệ số dao động là tỷ số giữa độ lệch chuẩn và giá trị trung bình của điện áp chọc thủng được tính theo công thức:

δ

V=U (3)

 Nếu hệ số dao động lớn hơn 0,20 thì trong trường hợp này cần phải tiến hành thí nghiệm bổ sung thêm một lần nữa với việc nạp cốc thí nghiệm bằng chất lỏng lấy từ cùng một chai mẫu đã thí nghiệm (sau khi đã trộn đều chất lỏng trong chai như tiến hành trước đây), thực hiện thêm 6 lần xác định điện áp chọc thủng và tính toán theo các công thức (1) đến (3) với n=12.

Nếu hệ số dao động vẫn lớn hơn 0,20 mẫu thí nghiệm được coi là không đạt yêu cầu. Cần lấy lại mẫu để thí nghiệm.

29

Điều 2. Phương pháp thí nghiệm tang góc tổn thất điện môi (tgδ), hằng số điện môi và điện trở cách điện của chất lỏng cách điện

17.1. Thiết bị đo a. Cốc thí nghiệm

- Sử dụng cùng một cốc thí nghiệm để thí nghiệm hằng số điện môi, tang góc tổn thất điện môi(tgδ) và điện trở cách điện của chất lỏng cách điện.

- Cốc thí nghiệm phù hợp cho mục đích thí nghiệm này đạt các yêu cầu sau:

 Cấu tạo của cốc thí nghiệm sao cho dễ dàng tháo, lắp không làm thay đổi điện dung của cốc thí nghiệm khi không chứa dầu, cho phép đo và điều chỉnh ổn định nhiệt độ theo yêu cầu với sai số theo yêu cầu. Muốn vậy, cốc thí nghiệm có thể đặt trong bồn ổn nhiệt hoặc được trang bị bộ gia nhiệt điện bên trong.

 Vật liệu chọn để chế tạo cốc thí nghiệm không xốp và có khả năng chịu nhiệt, không bị ảnh hưởng của sự thay đổi nhiệt độ.

 Bề mặt của các điện cực đảm bảo đủ độ nhẵn để dễ dàng làm sạch khi tiếp xúc với chất lỏng cần thí nghiệm. Điện cực không được phản ứng hóa học với chất lỏng thí nghiệm. Điện cực được chế tạo từ thép không gỉ đáp ứng yêu cầu này. Điện cực chế tạo từ nhôm không phù hợp khi xúc rửa bằng dung môi kiềm tính.

 Vật liệu cách điện cứng dùng để làm giá đỡ điện cực phải có trị số tg nhỏ và điện trở cao. Chúng không hấp thụ chất lỏng làm sạch, chất lỏng thí nghiệm. Vật liệu thường dùng cho mục đích này là sứ thạch anh.

 Khoảng cách giữa bề mặt chất lỏng thí nghiệm và vật liệu cách điện cứng, giữa điện cực bảo vệ và các điện cực đo phải đủ lớn chịu được điện áp thí nghiệm.

 Cốc thí nghiệm đáp ứng các yêu cầu trên đều phù hợp cho phép thí nghiệm. Điện áp thí nghiệm đối với chất lỏng cách điện có độ nhớt thấp có thể nâng tới 2000V.

 Tang góc tổn thất điện môi của cốc thí nghiệm khô-sạch phải nhỏ hơn 10^-6 ở 50Hz.

 Để giảm tối đa ảnh hưởng của chất bẩn bám trên bề mặt điện cực, nên sử dụng tỷ số nhỏ giữa diện tích bề mặt điện cực với thể tích chất lỏng (ví dụ:K< 5cm^-1).

 Loại cốc thí nghiệm 3 cực

 Loại cốc thí nghiệm 2 cực b. Thiết bị đo

Hình 7: Cốc thí nghiệm 3 cực dùng thí nghiệm chất lỏng 1: Điện cực trong 5: Vòng đệm Silica 2: Điện cực ngoài 6: Vòng đệm Silica

3: Vòng bảo vệ 7: Giới hạn mức tối thiểu chất lỏng 4: Tay cầm

Thiết bị đo (cầu đo tgphải đảm bảo duy trì nhiệt độ ±1^oC so với nhiệt độ thí nghiệm và đấu nối với cốc thí nghiệm phù hợp. Cốc thí nghiệm phải phù hợp với mạch chống chạm đất của thiết bị đo.

17.2. Điều kiện đo

a. Điều kiện của cốc thí nghiệm

- Điện cực sau khi vệ sinh và sấy khô, không được sờ tay lên bề mặt. Chú ý không được để nhiễm bẩn do ngưng hơi hoặc bám bụi.

31

- Để hạn chế ảnh hưởng khi làm sạch điện cực tới thí nghiệm tiếp theo cần xúc rửa cốc thí nghiệm bằng chất lỏng thí nghiệm. Chất lỏng có độ nhớt cao cần có thời gian dài hơn để ổn định.

b. Nạp cốc thí nghiệm

- Xúc rửa cốc thí nghiệm 3 lần bằng mẫu dầu thí nghiệm. Trong trường hợp cần tháo điện cực trong ra chú ý nơi để, đảm bảo không bị bám bụi bẩm và làm xước bề mặt.

- Nạp dầu để thí nghiệm chú ý tránh tạo bọt khí. Gia nhiệt cốc thí nghiệm đến nhiệt độ yêu cầu. Thời gian đạt được nhiệt độ yêu cầu phụ thuộc vào phương pháp gia nhiệt, đa phần mất khoảng 10 đến 30 phút. Tiến hành thí nghiệm khi nhiệt độ yêu cầu ổn định 10 phút với dao động ± 1^oC.

- Chú ý tránh nhiễm bẩm từ mẫu này sang mẫu khác.

- Chú ý tới ảnh hưởng của hơi hoặc khí tới chất lượng mẫu thí nghiệm.

c. Nhiệt độ thí nghiệm

- Phương pháp này phù hợp cho thí nghiệm chất lỏng cách điện với khoảng nhiệt độ rộng. Nhiệt độ đo có thể ổn định tới ±0,25^oC.

17.3. Tiến hành đo

a. Đo Tang góc tổn thất điện môi (tgδ)

- Điện áp thí nghiệm: Đặt điện áp xoay chiều (AC) vào cốc thí nghiệm trong khoảng từ 0,03kV/mm đến 1kV/mm, điện áp phải ổn định. Tần số nguồn điện trong khoảng 40Hz đến 62Hz.

- Chú ý: chuyến đổi kết quả đo ở tần số này sang tần số khác theo công thức:

2

1 2

1

( ) ( ) f

tg f tg f

    f Trong đó f1 và f2: tần số đo khác nhau

- Tiến hành đo:

 Khi cốc thí nghiệm không được tự động gia nhiệt, khi nhiệt độ ổn định 10 phút với dao động ±1^oC đưa điện áp thí nghiệm vào để đo.

 Tiến hành xả và nạp lại để đo lần 2 (tiến hành như lần 1).

 Chênh lệch giữa hai lần đo không quá 25% giá trị lớn hơn cộng với 0,0001

 Nếu chênh lệch giữa hai lần đo lớn hơn giá trị trên tiến hành đo lần thứ 3.

Chênh lệch của hai giá trị đo gần nhau phải thoả mãn yêu cầu trên, kết quả mới được chấp nhận.

b. Đo hằng số điện môi tương đối

- Đo điện dung của cốc thí nghiệm sạch, lúc đầu với không khí khô như là chất điện môi và sau đó nạp chất lỏng cần thí nghiệm với hằng số điện môi biết trước εn, tính hằng số điện cực Ce và điện dung hiệu chỉnh Cg theo công thức sau:

n a

e n

C =C -C ε -1

g a e

C =C -C

Trong đó:

Cn: điện dung của cốc thí nghiệm với chất điện môi biết trước hằng số điện môi εn

Ca: điện dung của cốc thí nghiệm với không khí khô như là chất điện môi - Đo điện dung Cx của cốc thí nghiệm được nạp chất lỏng thí nghiệm với hằng số điện môi

x g

x

o

ε = C -C C

- Lặp lại thí nghiệm, chênh lệch giữa hai giá trị đo không lớn hơn 5% giá trị cao hơn. Kết quả đo chấp nhận được.

- Khi sử dụng cốc thí nghiệm 3 cực, chấp nhận độ chính xác thấp hơn có thể bỏ qua giá trị Cg , hằng số điện môi tính như sau:

x x

o

ε = C C

c. Đo điện trở khối một chiều

- Điện áp thí nghiệm: điện áp một chiều đặt vào cốc thí nghiệm là 250V/mm Thời gian duy trì trường điện: 60±2 giây.

- Tiến hành đo: sau khi đo tg, sau 60s đặt điện áp một chiều vào và đo điện trở khối.

33

- Nếu chỉ đo điện trở khối thì tiến hành đo ngay khi có thể, không lâu hơn 10 phút khi nhiệt độ ổn định với dao động ±1^oC.

- Thiết lập sơ đồ đấu dây sao cho điện cực trong nối với đất. điện áp một chiều (DC) nối với cực ngoài, sau giai đoạn cấp điện ghi lại dòng điện và điện áp.

- Ngắn mạch các cực của cốc thí nghiệm 5 phút.

- Xả bỏ mẫu đã đo, nạp lại mẫu tiến hành đo lần thứ 2.

- Tính điện trở theo công thức:

ρ=Κ×U I Trong đó:

U: số đọc điện áp thí nghiệm (V) I : số đọc dòng điện (A)

K: hằng số cốc đo (m)

Hằng số cốc thí nghiệm K được tính từ điện dung:

K(m) = 0,113× điện dung của cốc thí nghiệm không nạp môi chất (pF)

- Chênh lệch giá trị giữa hai lần đo không lớn hơn 35% giá trị lớn nhất, kết quả chấp nhận được.

Điều 3. Phương pháp thí nghiệm trị số axit 18.1. Phương pháp chuẩn độ chỉ thị màu 18.1.1. Chuẩn độ với chỉ thị màu alkaliblue a. Các hoá chất và dụng cụ chủ yếu

- Dung dịch hyđrôxyt kali nồng độ 0,05N pha trong etanol 96^o. - Chỉ thị alkali blue: nồng độ 1% pha trong etanol 96^o,

- Dung môi: etanol (C2H5OH) 96^o hoặc 2-propanol khan.

- Bình nón, ống làm lạnh.

- Dung dịch Co(NO3)2 .6H2O 10% trong nước.

b. Tiến hành thí nghiệm

Cần 8 ÷ 10g dầu với độ chính xác đến 0,01g trong bình nón sạch, đã biết trọng lượng. Trong một bình nón khác lấy vào 50ml dung môi (etanol hoặc 2- propanol. Nếu dùng etanol, bình nón chuẩn độ phải đậy nút có lắp ống làm lạnh ngược và gia nhiệt đến 80^oC trong 5 phút trên bếp điện và lắc liên tục để khử khí CO2).

Cho thêm 0,5ml chỉ thị alkaliblue và trung hoà bằng dung dịch hydroxyt kali 0,05N đến khi chuyển sang màu đỏ (màu của dung dịch Co(NO3)2 .6H2O 10%

trong nước) và duy trì ít nhất 15 giây.

Rót dung môi đã trung hòa vào bình nón đã cân dầu (nếu dùng etanol, đậy kín bình nón bằng nút có lắp ống làm lạnh ngược, đun sôi trên bếp điện hai phút, trong khi đun lắc liên tục). Cho thêm 0,5ml chỉ thị alkaliblue vào hỗn hợp và chuẩn độ bằng dung dịch hydroxyt kali 0,05N đến khi xuất hiện màu đỏ.

Đọc thể tích dung dịch chuẩn độ chính xác đến 0,001ml.

c. Tính toán

Trị số axit K (mg KOH/1g dầu) được tính như sau:

K=V×T G Trong đó:

V: luợng dung dịch hydroxyt kali nồng độ 0,05N dùng để chuẩn mẫu dầu (ml) T: độ chuẩn của dung dịch hydroxyt kali nồng độ 0,05N (mg/ml)

G: lượng dầu cân để thí nghiệm (g)

Trị số axit của dầu thí nghiệm được tính là giá trị trung bình của các kết quả thí nghiệm song song.

d. Sai số cho phép

Sai khác giữa hai lần thí nghiệm song song cho phép là:

- Khi trị số axit đến 0,1mg KOH/1g dầu không lớn hơn 0,02 - Khi trị số axit từ 0,1 đến 1,0mg KOH/1g dầu không lớn hơn 0,05 - Khi trị số axit lớn hơn 1,0mg KOH/1g dầu không lớn hơn 0,1 18.1.2. Chuẩn độ với chỉ thị p-naphtholbenzein

a. Các hoá chất và dụng cụ chủ yếu

- Dung dịch hyđrôxyt kali nồng độ 0,05N pha trong 2-propanol.

- Chỉ thị p-naphtholbenzein nồng độ 1% pha trong 2-propanol.

- 2-propanol khan.

- Bình nón, buret, pipet.

- Dung dịch Co(NO3)2 .6H2O 10% trong nước.

- Toluen (CH3-C6H5).

35

- Dung môi chuẩn độ: 500ml toluen + 495ml 2-propanol + 5ml nước cất.

b. Tiến hành thí nghiệm

Trong bình nón đã biết trọng lượng cân 8÷10g dầu. Trong bình nón khác rót vào 50ml hỗn hợp dung môi chuẩn độ, thêm 0,5ml chỉ thị p-naphtholbenzein và trung hoà bằng dung dịch hydroxyt kali nồng độ 0,05N đến khi chuyển màu từ vàng-da cam (yellow-Orange) sang màu xanh-đen (Green-Black) và duy trì ít nhất 15 giây.

Rót hỗn hợp dung môi chuẩn độ đã được trung hoà vào bình nón đựng lượng dầu đã cân. Lắc đều, chuẩn độ bằng dung dịch hydroxyt kali nồng độ 0,05N đến khi chuyển sang màu xanh-nâu (Green-Brown) và duy trì ít nhất 15 giây.

Đọc thể tích dung dịch chuẩn độ chính xác đến 0,001ml.

c. Tính toán

Như mục c khoản 18.1.1 Điều này.

d. Sai số cho phép

Sai khác giữa hai lần thí nghiệm song song cho phép là:

- Khi trị số axit từ 0,0 đến 0,1mg KOH/1g dầu không lớn hơn 0,03 - Khi trị số axit từ 0,1 đến 0,5mg KOH/1g dầu không lớn hơn 0,05

- Khi trị số axit từ 0,5 đến 1,0mg KOH/1g dầu không lớn hơn 0,08 - Khi trị số axit từ 1,0 đến 2,0mg KOH/1g dầu không lớn hơn 0,12

18.2. Phương pháp chuẩn độ điện thế a. Phạm vi áp dụng

Phương pháp này xác định trị số axít có trong sản phẩm dầu khoáng và chất bôi trơn tan hoặc ít tan trong hỗn hợp toluene và 2-propanol. Khoảng trị số axít xác định cho kết quả chính xác là 0.1 đến 150 mgKOH/1g dầu.

b. Thiết bị

- Chuẩn độ tự động: theo các thông số lựa chọn khi thiết lập phương pháp thí nghiệm (Tốc độ cấp dung dịch chuẩn độ, điểm kết thúc chuẩn độ, công thức tính, hình thức hiển thị kết quả.v.v.theo chỉ dẫn sử dụng thiết bị của nhà chế tạo) máy sẽ tự động thực hiện quá trình chuẩn độ, tính toán và hiển thị kết quả.